*

Технология и компоновки для одновременно-раздельной закачки. Опыт внедрения.


ОРЗ (одновременно-раздельная закачка) – технология, позволяющая производить дифференцированное воздействие на геологически разнородные эксплуатационные объекты и предполагающая использование скважин с многопакерными (многосекционными) компоновками.


Традиционная совместная закачка воды в несколько пластов с различной проницаемостью не позволяет регулировать забойные давления и расход воды для каждого из пластов (в соответствии с их текущими геологическими параметрами), что приводит к неравномерному обводнению нефтяных залежей. В результате этого происходит опережающее обводнение высокопроницаемых нефтяных пластов (пропластков), возрастает степень неохваченности, неравномерного воздействия и выработки каждого из пластов (пропластков) с различной проницаемостью.

 

Рис. 1. Регулирование забойного давления для каждого из пластов путем подбора соответствующих регуляторов-штуцеров (при одновременно-раздельной закачке)

 

Рис. 2. Распределение давления по стволу скважины (при совместной закачке)

 

Способ и установки для одновременно-раздельной закачки ООО НТП «Нефтегазтехника» (Патенты РФ №№ 2253009, 2305170, 2291949, 2313659, 2194152) имеют принципиальные отличия от традиционных отечественных и зарубежных технологий. Суть метода заключается в последовательно-секционном монтаже скважинной многопакерной установки, что, в свою очередь, повышает надежность посадки, и последующего извлечения из скважины каждого из пакеров в отдельности, что в целом повышает герметичность разобщения пластов между собой по затрубному пространству и снижает аварийность. Каждая секция устанавливается соответственно на отдельный эксплуатационный пласт (пропласток) и обеспечивает дифференциальное воздействие на каждый из них, дает возможность индивидуального исследования и оптимального подбора штуцерного оборудования для каждого из разобщаемых объектов. Количество возможных секций может варьироваться от 2 до 6.

 

Рис. 3. Принципиальная схема компоновки ОРЗ

Особенности данной установки позволяют:

  1. создать необходимые нагрузки (до 10 тн) на уплотнительные манжеты каждого из пакеров компоновки – для надежности их посадки;
  2. вести опрессовку (снизу и сверху) каждого её пакера в отдельности при монтаже и закачке, причем как при повышенных пластовых давлениях (путем закачки воды в колонны НКТ агрегатом), так и при низких (с помощью автономных манометров);
  3. уменьшить аварийность при монтаже и демонтаже за счет раздельного спуска и подъема пакеров (секций);
  4. при негерметичности посадки каждого последующего пакера или какого-нибудь элемента секции компоновки не извлекать все ранее спущенные пакеры и узлы, а извлечь и заменить только негерметичный пакер (секцию).

 

Подобную функциональность обеспечивают разъединители колонны механического и гидравлического действия, устанавливаемые между секциями и нежестко соединяющие их друг с другом. В случае присыпания механическими примесями и пластовой грязью надпакерной зоны через разъединители можно организовывать промывку, а также проводить работы по кислотной обработке призабойных зон пластов, МУН и микрогидроразрыв пластов.


Идея дифференциального воздействия на каждый эксплуатационный объект воплощается с помощью регуляторов-штуцеров, устанавливаемых в соответствующие скважинные камеры, через которые и ведется закачка. Замена регуляторов – основных элементов регулирования расхода закачиваемой воды (так называемая регулировка) производится с использованием канатной техники. Для полной изоляции одного или нескольких из разобщенных пластов в соответствующие скважинные камеры устанавливают глухие пробки.


Многопакерная компоновка ОРЗ позволяет также проводить ряд гидродинамических и промысловых геофизических исследований в скважине. Гидродинамические исследования пласта производятся установкой глубинного автономного мандрельного манометра в соответствующую скважинную камеру, что позволяет измерить забойное  и/или трубное давления, построить индикаторную диаграмму или кривую падения давления. Данная компоновка обеспечивает спуск геофизических приборов, в частности, расходомера для определения профиля приемистости пластов и наличия негерметичности в ней.


Данная технология с использованием традиционных гидравлических пакеров, в частности ПД-ЯГ (разработка ОКБ «Нефтемаш»), и разработанных М.З. Шарифовым (ООО НТП «Нефтегазтехника») разъединителей колонны механического и гидравлических действий впервые была внедрена под его руководством и применялась на месторождениях «Ванъеганнефть» в 2001-2002 гг., на месторождениях «Пурнефтегаз» в 2003 г., затем (в 2004-2005 гг.) она нашла применение на Приобском месторождении «Юганскнефтегаз».


Следует отметить, что в последующие годы технологию ОРЗ на месторождениях «Юганскнефтегаз» и «Пурнефтегаз» также начали внедрять ряд отечественных и зарубежных организаций на базе собственного и традиционного оборудования. Результат этих внедрений оказался неуспешным, и поэтому в 2007 г. «Нефтегазтехника» выступила в качестве генерального подрядчика для внедрения и сопровождения своей патентованной технологии и компоновок ОРЗ на месторождениях «РН-Юганскнефтегаз», в 2009 г. – на «РН-Пурнефтегаз».


Несмотря на успешность реализации основных принципов новой технологии и компоновок ОРЗ (с раздельным спуском/подъемом/опрессовкой пакеров) с использованием традиционного (пакеры, овальные скважинные камеры, регуляторы и пр.) и нового нетрадиционного (механический и гидравлический разъединители) оборудования, в процессе эксплуатации появилось очень много проблем, связанных с недостатками имеющегося оборудования, к которым, в частности, относятся: разгерметизация и низкая надежность традиционных гидравлических и механических пакеров и их гидравлических якорей при длительной эксплуатации; малый проход (50-52 мм) и двухдюймовая резьба (снизу) традиционных гидравлических пакеров и овальных скважинных камер 3(5)КТ-60Б для 146-миллиметровой э/к; малый проход (50 мм) и низкая надежность уплотнительных элементов разъединителей; негерметичность и возникновение непроходов, заклинивание габаритных инструментов и геофизических приборов в компоновке, частые обрывы проволоки, в частности, в используемых в то время овальных скважинных камерах; низкое рабочее давление овальных скважинных камер 3КТ, 5КТ, КВММ – 210 атм; размытие и низкая надежность регуляторов давления,  штуцеров и их уплотнительных манжет; низкое пропускное сечение регуляторов; заклинивание в стандартных ниппелях опрессовочного клапана AN-57,15; недостаточное качество и низкая надежность уплотнительных манжет узлов компоновки ОРЗ для проведения работ по кислотной обработке призабойной зоны пластов.


Исходя из всех вышеизложенных проблем и осложнений, возникающих в процессе эксплуатации компоновок ОРЗ, для полноценной реализации идеи новой технологии и компоновки ОРЗ «Нефтегазтехника» впервые разработало свое, защищаемое патентами РФ оборудование:

  1. Гидравлический  пакер ПДШ-ЯГ/2 (патент РФ № 2251614 ) – самый высокопроходной (57,15 мм) и легкосвобождаемый  из всех существующих гидравлических пакеров для 146-миллиметровой эксплуатационной колонны, в силу своих конструктивных особенностей позволяющий пакеру надежно установится в любых скважинах при постоянном посадочном избыточном трубном давлении 23МПа, независимо от величины статического уровня жидкости, а значит и от величины забойных и пластовых давлений многопластовой скважины, а также жестко фиксироваться в эксплуатационной колонне в течение длительной эксплуатации.
  2. Механический пакер ПНШ-ЯГ (патент РФ № 2365739) с возможностью перераспределения избыточной осевой нагрузки, приходящейся на него; тем самым предотвращается передача части нагрузки на хвостовик компоновки и изгиб труб.
  3. Цилиндрическая скважинная камера 3/5КТ (патенты РФ №№ 2357069, 2292439)  с унифицированным карманом – для различных длин клапанов (регуляторов, глухих пробок, манометров и прочего), изготовленная из 114-миллиметровой  НКТ без сварных швов и рассчитанная на рабочее давление 350 атм (на прочность – 525 атм) благодаря её цилиндрический форме, в отличие от традиционных овальных скважинных камер 3КТ, 5КТ, КВММ, рассчитанных на 210 атм.
  4. Двусторонний регулятор давления РДШ (патент РФ № 2256778), позволяющий обеспечить большой диапазон объема закачки, диаметр которого регулируется от 2 мм до 17 мм, в то время как традиционные односторонние регуляторы могут обеспечить максимальный диаметр штуцера 8 мм.
  5. Разъединители механического РКМ/СКГШ и гидравлического РКГШ (патент РФ № 2203385) действий с высоконадежными РТИ и  проходом 57 мм.
  6. Высоконадежные уплотнительные манжеты для пакеров, разъединителей и клапанов, позволяющие проводить кислотные обработки призабойных зон пластов и работы по  увеличению нефтеотдачи (МУН).  

 

В данный момент в целях улучшения результатов гидродинамических исследований на скважинах, оснащенных компоновками ОРЗ, разработка ООО «НТП» Нефтегазтехника», идет разработка нового патентованного глубинного автономного мандрельного манометра с дублирующими датчиками давления и температуры, а также усовершенствование двухзонного манометра, который позволит производить (одновременно) качественные измерения как трубного, так и затрубного давлений и температуры.


Таким образом, исходя из всего предыдущего опыта внедрений и сопровождения компоновок ОРЗ, из замечаний и всё новых и новых требований заказчика была создана унифицированная компоновка ОРЗ-2Г/1М-122(140/145/ 150)-73(89)/73-350-25, в данный момент количество внедрений которой на месторождениях «РН-Юганскнефтегаз» и «РН-Пурнефтегаз» превышает 250.  
         Кроме того, следует отметить, что ООО НТП «Нефтегазтехника» разработало и запатентовало метод проверки герметичности пакеров, позволяющий определить  герметичность их посадки после длительного времени эксплуатации, заколонных перетоков (через цементный мост) и наличия гидродинамической связи между пластами, что успешно практикуется на скважинах, оснащенных многопакерными компоновками ОРЗ.


В рамках программы новых технологий ООО НТП «Нефтегазтехника» изготовила двухтрубную компоновку (патенты РФ №№ 2328590, 2262586) ОРЗ-2Т-89(102)/48(60)-122-350 по двум пластам одной скважины с возможностью изменения и регулировки расхода по пластам с устья.

 

Рис. 4. Схема двухтрубной компоновки ОРЗ с возможностью регулировки закачки с устья